CAMPO CARRASCO

2012

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CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 2

1.1. ANTECEDENTES ............................................................................................................. 2

2. ÁREA DE CONTRATO ............................................................................................................. 2

2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO ............................................................................ 2

2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS ............................................................................................... 3

2.3. DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA ................................................ 3

3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX) ................................................................................. 6

3.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 6

3.2. PERFORACIÓN DE POZOS ............................................................................................... 6

3.3. SÍSMICA ............................................................................................................................. 9

3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS ............................................................................................ 11

3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO ..................................................... 11

3.6. FACILIDADES DE CAMPO ............................................................................................... 11

3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS .................................................................. 12

3.8. DUCTOS .......................................................................................................................... 14

3.9. OTROS ............................................................................................................................. 14

4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX) ............................................................................... 14

4.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 14

4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS ................................................................................ 15

4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS ............................................................................ 16

5. PRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 17

6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA ............................................................................ 18

7. ANEXOS.................................................................................................................................. 18

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1. INTRODUCCIÓN

1.1. ANTECEDENTES

1.1.1. PERIODO EN EL QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO

El campo se encuentra en etapa de Desarrollo.

1.1.2. FASE DE EXPLORACIÓN EN LA QUE SE ENCUENTRA EL CAMPO

No aplica.

1.1.3. CUMPLIMIENTO DE UTE’S

No aplica.

2. ÁREA DE CONTRATO

2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO

El campo Carrasco se encuentra en la provincia Carrasco del departamento Cochabamba siendo productor de gas-condensado. YPFB investigó la región geológica de pie de monte como parte de los trabajos exploratorios en el Subandino Centro, obteniéndose como resultado el descubrimiento de los campos hidrocarburíferos de Carrasco, Katari y Bulo-Bulo. Fisiográficamente, corresponde a la llanura chaco-beniana, entre los ríos Ichilo e Isarsama, donde la altura promedio del terreno es alrededor de 320 m sobre el nivel del mar.

El pozo Carrasco-X1 (CRC-X1, P.F. 4770.5 m) fue perforado por YPFB en el año 1991, resultando descubridor de hidrocarburos de las formaciones Petaca y Roboré. Hasta el año 1997 fueron perforados otros nueve pozos en esta estructura. Posteriormente YPFB Chaco S.A., como operadora del campo, perforó el pozo CRC-11 en el año 2000. La estratigrafía atravesada por los diferentes pozos de desarrollo del campo, corresponde a rocas del grupo Chaco: formaciones Yecua y Petaca del Terciario, Yantata e Ichoa del Cretácico, más Limoncito y Roboré del Devónico. Dentro de la formación Roboré se pueden diferenciar los siguientes niveles: arenisca Roboré-I, arenisca Roboré-II y arenisca Roboré-III. En el campo Carrasco el principal reservorio de hidrocarburos es la arenisca Roboré-I. También fueron descubiertas reservas menores de hidrocarburos en areniscas de las formaciones Petaca, Yantata e Ichoa.

La explotación del campo fue por agotamiento natural. Ante la ausencia de mercado para el gas, en febrero del año 2002 YPFB Chaco S.A. se dio inició la inyección de gas seco extraído del campo Bulo Bulo con fines de almacenamiento dado que el reservorio Roboré- I del campo Carrasco ya había sido depletado considerablemente, esta actividad permitió la producción de hidrocarburos líquidos.

RESERVORIOS PRODUCTORES

RESERVORIO PROFUNDIDAD

TOPE PROMEDIO (m SS)

ESPESOR MEDIO

(m) FLUIDOS

PRODUCIDOS LÍNEAS

TERMINADAS

ROBORE I -4210 75.0 Gas/Condensado 08

3

RESERVORIOS EN RESERVA PETACA -2930 20 Gas/Condensado 02

YANTATA -3065 30 Gas/Condensado 03

ICHOA -3530 15 Gas/Condensado 01

HISTORIALES Y GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN

2.2. DESCRIPCIÓN DE POZOS

Función Cantidad Pozo

Perforados 13 CRC-X1, CRC-02, CRC-03, CRC-04, CRC-05, CRC-06, CRC-07, CRC-08, CRC-09, CRC-10, CRC-11 y CRC-12.

Productores 04 CRC-07, CRC-08, CRC-11 y CRE-X1. Abandonados 02 CRC-10 y CRC-04. Cerrados 06 CRC-X1, CRC-02, CRC-03, CRC-05, CRC-06 y CRC-09. Inyectores 01 CRC-12† † El pozo CRC-12 funge como sumidero de agua de producción a nivel de la formación Chaco Superior. Tipo de Terminación

Terminación Doble 01 CRC-X1.

Terminación Simple 11 CRC-02, CRC-03, CRC-04, CRC-05, CRC-06, CRC-07, CRC-08, CRC-09, CRC-11, CRC-12 y CRE-X1.

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2.3. DESCRIPCIÓN DE FACILIDADES DE CAMPO Y PLANTA

PLANTA DE PROCESAMIENTO

La planta procesadora de gas natural Carrasco está diseñada para recibir un máximo igual a 70 MMpcd. El proceso está diseñado para separar el agua de formación, los hidrocarburos líquidos y el gas. El agua es eliminada por inyección en un pozo sumidero, el condensado es estabilizado y el gas obtenido del sistema de separación es comprimido para su deshidratado a presión de planta. La recuperación de la fracción propano/butano se hace posible utilizando un sistema de expansión-compresión y el gas residual es recomprimido para entrega a la empresa transportadora.

SISTEMA DE SEPARACIÓN

Las corrientes individuales de los pozos productores de este campo, y otros aledaños, ingresan en la planta a través de un colector con tres cabezales. Se cuenta con un sistema de recolección de alta presión (1150 psi), sistema de presión intermedia a (500 psi) y sistema de baja presión (200 psi). Las corrientes son combinadas y enviadas al separador de grupo para cada sistema. Existen cabezales de recolección que permiten el chequeo individual de cualquiera de los pozos mediante su flujo a través de los separadores de prueba.

El agua es separada y eliminada por un sistema de drenaje cerrado hacia los tanques de almacenaje, para su posterior reinyección al pozo sumidero. Los hidrocarburos líquidos de la primera etapa son expandidos instantáneamente a una presión menor, en el separador de baja presión, y luego son enviados al tanque alimentador de la torre de estabilización, en forma conjunta con el condensado producido de los demás sistemas de separación. Es en este tanque donde son finalmente acondicionados a parámetros de almacenamiento y transporte según normas.

Los gases ricos en hidrocarburos condensables, producidos en los sistemas de separación de presión intermedia y baja, son recomprimidos hasta la presión de planta para ingresar al proceso criogénico. El gas con alto contenido de CO2 es tratado en la planta de amina.

SISTEMA DE ESTABILIZACIÓN DE CONDENSADO

El condensado proveniente del recipiente compensador (tanque de alimento) es estabilizado. Este proceso recupera la mayor cantidad posible de butano y componentes mas pesados sin exceder la presión de vapor permisible para el producto de Gasolina Natural. El calor del rehervidor es provisto por un sistema de calentamiento a fin de controlar la temperatura de fondo de la torre. Los gases de cabeza de la torre son comprimidos para su ingreso al proceso criogénico y el condensado estabilizado es enviado a los tanques de almacenaje.

SISTEMA DE ENDULZAMIENTO DEL GAS

Campos como Carrasco y Bulo Bulo tienen un alto contenido de dióxido de carbono (CO2). Para remover este contaminante, e ingresar dentro de especificaciones para su posterior transporte, se tiene instalada una planta de endulzamiento de gas con una capacidad nominal igual a 70 MMpcd.

SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS

El gas del separador de entrada fluye hacia la torre contactora donde el agua contenida en saturación en el gas es absorbida en contracorriente por trietilenglicol (TEG). Este proceso de absorción reduce el contenido de agua a menos de 7 lb por millón de pies cúbicos estándar. El TEG es regenerado con calor, eliminando el agua absorbida por vaporización.

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El gas en estas condiciones de humedad es enviado a las cribas moleculares donde, en un contacto gas-sólido (tamices moleculares) y por un proceso de adsorción, se reduce el contenido de agua a valores mínimos. El gas exento de humedad pasa por un filtro de polvo y luego es enviado al sistema de recuperación.

SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE GLP

El gas es acondicionado a la temperatura más baja posible a través de intercambiadores de calor con gas residual y líquido frío. Este luego pasa por el turbo-expansor para seguir hacia el separador de baja temperatura. El líquido producido en la expansión es alimentado a la torre Deetanizadora por la parte media. El rehervidor es operado en un medio de calentamiento y produce gas de despojamiento en el fondo de la torre.

El producto de fondo del Deetanizador es una mezcla de propano más superior con una pequeña cantidad de etano y fluye como alimento a la torre Debutanizadora. Aquí, el producto de fondo es una mezcla de pequeñas cantidades de butano más superiores que constituyen la Gasolina Natural y que luego es enfriada y desplazada a los tanques de almacenamiento. El producto de cabeza de la torre Debutanizadora es una mezcla gaseosa de propano/butano que es condensada y luego almacenada a condiciones de presión y temperatura adecuadas.

SISTEMA COMPRESIÓN DE GAS RESIDUAL PARA VENTA

El gas de la corriente superior de la torre Deetanizadora constituye el gas residual, mismo que es succionado por compresores reciprocantes a una presión de 1400 psi y luego enviado hacia el gasoducto de venta de gas operado por YPFB Transporte S.A.

SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS

Se cuenta con seis tanques de diferentes capacidades para el almacenaje de la producción de condensado estabilizado y gasolina natural. La capacidad total nominal es de 22800 barriles. Para el GLP se dispone de 20 tanques horizontales con una capacidad de 110 m3 cada uno.

SISTEMA DE AGUA CONTRA INCENDIOS

El agua se obtiene de un pozo de agua y se almacena en un tanque con una capacidad nominal de 12000 barriles. El agua es bombeada con dos bombas centrífugas hacia el sistema de distribución de agua contra incendios. Se tiene monitores e hidrantes localizados en diferentes áreas de la planta. Para los seis tanques de condensado se posee un sistema de espuma.

SISTEMA DE CALENTAMIENTO

La operación de la planta requiere de calor para mantener condiciones apropiadas en ciertos equipos de proceso. Mediante un horno a fuego directo, se mantiene la temperatura del sistema y ésta se controla automáticamente a la salida de cada calentador. El medio de calor retorna de los consumidores a un tanque de compensación.

SISTEMA DE AIRE PARA INSTRUMENTOS

El aire de instrumentos y utilidades de planta, provistos por tres compresores de aire, es deshidratado en dos secadores de desecante de capa fija, para luego ser almacenado y utilizado en la cantidad requerida a través del cabezal de distribución del sistema de aire para instrumentos.

UTILIDADES

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Las instalaciones dependen enteramente del gas producido en los pozos para las fuentes de energía y combustible. La electricidad se genera usando generadores impulsados por motores a gas. Adicionalmente, el gas es utilizado como combustible en el calentador de llama directa.

LINEAS DE EVACUACIÓN O EXPORTACIÓN

La descarga de gas de los compresores reciprocantes de la planta Carrasco se conecta a tres puntos de entrega: la planta termoeléctrica de Bulo Bulo, la planta termoeléctrica de Valle Hermoso, y el puente de medición del gasoducto troncal. La capacidad nominal de entrega total es de 120 MMpcd.

3. ACTIVIDADES DE INVERSION (CAPEX)

3.1. INTRODUCCIÓN

Los proyectos de capital de inversión para la gestión 2012 dentro del campo son los siguientes:

EMPRESA: YPFB CHACO S.A.CONTRATO DE OPERACIÓN: 3675CAMPO (S): CARRASCOPERÍODO: 2012ACTUALIZACIÓN: SEPTIEMBRE 2011

PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN(Expresado en Dólares Americanos)

Tipo de Cambio: 6,97 PTP2012 PTP2012

ETAPA ACTIVIDAD Y SUBACTIVIDAD SEP.2011 SEP.2011US$ Bolivianos

EXPLORACIÓN 1 PERFORACIÓN DE POZOS 13.000.000 90.610.000 (CAPEX) CRE-X2 13.000.000 90.610.000

TOTAL EXPLORACIÓN (1) 13.000.000 90.610.000

DESARROLLO 2 CONSTRUCCIONES E INSTALACIONES 3.218.000 22.429.460 (CAPEX) PLANTA (*) 605.000 4.216.850

Reacondicionamiento mayor P201 A 50.000 348.500 Reacondicionamiento mayor K410 C 75.000 522.750 Renovacion de equipos electronicos y control 175.000 1.219.750 Ampliación Almacén Carrasco 75.000 522.750 Adquirir licencias adicionales usuario Delta V 10.000 69.700 Implementación sistema transmisores de vibración 12.000 83.640 Banco de pruebas para termocuplas 8.000 55.760 Banco de capacitores para generadores 20.000 139.400 Migración sistema de control Amina 10.000 69.700 Filtro ciclónico retenedor de aceite compresores intermedia 80.000 557.600 Filtro ciclónico retenedor de aceite compresores de gas residual 80.000 557.600 Detectores de gas y llama 10.000 69.700

CAMPO 2.613.000 18.212.610 Línea CRE-X2 2.613.000 18.212.610

TOTAL DESARROLLO (2) 3.218.000 22.429.460

3.2. PERFORACIÓN DE POZOS

Se tiene prevista la perforación de un único pozo para la gestión 2012.

Perforación Pozo CRE-X2

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En el campo Carrasco es el reservorio Roboré I la principal arena productora con volúmenes de producción acumulada iguales a 156.1 Bcf de gas y 8.2 MMBbl de condensado (julio de 2011). La interpretación de la sísmica 3D del área Kanata-Carrasco permitió la identificación del desarrollo de una estructura anticlinal fallada a niveles del Devónico Inferior (formación Roboré) y al sudeste del anticlinal Carrasco. Por esta ubicación, la estructura ha sido denominada Carrasco Este.

Por cuanto la nueva estructura presenta similitud geológica al anticlinal Carrasco a nivel de la arenisca Roboré-I (formación Roboré), durante la gestión 2011 se está evaluando su potencial hidrocarburífero mediante la perforación del pozo vertical CRE-X1 hasta una profundidad de 4800 m y con coordenadas (339295.0 m E, 8093079.0 m N, 277.8 m).

Sujeto a los resultados del pozo CRE-X1 y con la finalidad de delimitar e identificar en forma cabal la estructura Carrasco Este, para la gestión 2012 se ha programada la perforación del pozo CRE-X2 desde la misma planchada del pozo CRE-X1 y con objetivo la arenisca Roboré-I. Sus coordenadas aproximadas son (337920 m, 8092870, 277 m) con profundidad final igual a 4480 m (tope Roboré I). Se estima un costo total del proyecto (pozo y línea) de 15.69 MM $us y que el volumen de reservas de gas estará en el orden de 11 BCF. Para este pozo ya se cuenta con licencia ambiental puesto que fue solicitada junto con la licencia ambiental del pozo CRE-X1.

Indicadores económicos

WTI VANE10 Probabilidad de Éxito

P50 us$/bbl 70 Us$ 6,5 MM 90%

Pronóstico de producción:

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Ubicación del pozo:

Mapa estructural de la formación Roboré

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Presupuesto:

PRESUPUESTO PERFORACIÓN POZO CRE-X2

DESCRIPCIÓN COSTO ESTIMADO

SUPERVISIÓN Y LOGÍSTICA (Transp.de personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones) 1.000.000

EQUIPO DE PERFORACIÓN 3.900.000

SERVICIOS CONTRATADOS (baleos, registros, terminación,coiled tubing, pruebas, cementación) 3.800.000

CONSTRUCCIÓN DE CAMINO Y PLANCHADA, PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES 1.000.000

MATERIALES Y SUMINISTROS (trépanos, tubing, casing, cabezales, mat. Tangibles no controlables y otros) 3.300.000

TOTAL 13.000.000

El proyecto se ejecutará en su totalidad durante la gestión 2012.

Este presupuesto incluye los siguientes costos ambientales:

- Permiso ambiental 3 M $us - 7 Monitoreos 11M $us - Servidumbres, compensaciones y relacionamiento comunitario 25 M $us.

3.3. SÍSMICA

La sísmica 3D en el área de Chimoré, iniciada a finales del año 2011, tiene como objetivo generar nuevos prospectos exploratorios. No obstante, estos trabajos cubrirán parcialmente el área del campo Carrasco (40915 km2) y otros campos vecinos, tal como se aprecia en la siguiente tabla:

Campo Área km2 (%) CRC 40.915 10.0% KNT 18.057 4.4% KNT Norte (Ext.) 43.6592 10.7% KTR 25 6.1% BBL 82.325 20.2% CHIMORE I 69.785 17.1% Área libre 128.612 31.5%

TOTAL 408.3532 100.0%

Cobertura de la sísmica 3D en el área de Chimoré

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Previamente a la ejecución del proyecto, debieron ser recabados los permisos ambientales, por lo que la inversión total de este proyecto no fue incluida en el presupuesto del 2011.

Cronograma de Ejecución

Una vez concluido el proyecto se hará la distribución de los costos de inversión a los diferentes campos de acuerdo al área cubierta en cada uno de ellos. El presupuesto total del proyecto asciende a 30 MM$us distribuidos por año de la siguiente forma:

PROYECTO 2011 2012 2013 TOTAL (M$us)

Sísmica 3D Chimoré 100 4.900 25.000 30.000

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3.4. INTERVENCIÓN DE POZOS

No se tiene prevista la intervención de ningún pozo en el campo.

3.5. LÍNEAS DE RECOLECCIÓN Y EQUIPOS DE CAMPO

Línea de producción CRE-X2

En forma complementaria a la perforación del pozo CRE-X2 se considera la construcción de la línea de recolección de 6" con una longitud aproximada de 2200m (presión alta) con arreglo simple, considerando que el pozo estará ubicado en la misma planchada del CRE-X1.

Ubicación de la línea:

Alcance:

Ingeniería y construcción de línea. Adquisición y montaje del sistema de Gas Instrumento (Depurador). Adquisición y montaje del sistema de Inyección de Químicos. Adquisición y montaje de Telemetría con Fibra óptica. Cruce Especial (Rio Izoso). Construcción y montaje de un colector en planchada del CRE-X1. Construcción y montaje de un separador de prueba para el campo CRE.

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Presupuesto:

DESCRIPCIÓN COSTO ESTIMADO ($us)

SUPERVISIÓN Y LOGÍSTICA (Supervisión, Transp.de personal, alojamiento, alimentación, comunicaciones) 120.000

INGENIERÍA Y SERVICIOS CONTRATADOS 1.590.000

PERMISO AMBIENTAL, MONITOREOS, SERVIDUMBRES 50.000

EQUIPOS, MATERIALES Y SUMINISTROS 930.000

TOTAL 2.690.000

PRESUPUESTO LÍNEA DE PRODUCCIÓN CRE-X2

El presupuesto total del proyecto asciende a 2.69 MM$us y se ejecuta en dos gestiones de acuerdo al siguiente cuadro:

PROYECTO 2011 2012 TOTAL (M$us)

Línea CRE-X2 77 2.613 2.690

3.6. FACILIDADES DE CAMPO

No se tienen previsto ningún trabajo de facilidades en el campo.

3.7. PLANTA DE PROCESAMIENTO Y EQUIPOS

Reacondicionamiento mayor de equipos.- Fundamentalmente las actividades están relacionadas con la inspección de los equipos y reemplazo de las partes necesarias para que los mismos continúen en operación con normalidad.

La magnitud y alcance del trabajo específico a cada motor se determina después de la recopilación de datos como: Análisis de aceite, análisis vibracional, análisis termodinámico, horas del equipo. Estos datos nos permiten definir el momento adecuado para la ejecución creando un programa general de reacondicionamientos. El alcance y magnitud del trabajo, lo tenemos establecido en 3 categorías:

a) TOP: Abarca el trabajo de cambio de culatas de cilindros de potencia. Trabajo en el sitio que se realiza sobre la base de cada 20 mil horas como cronograma inicial.

b) TOP MAYOR: Comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinetes de bancada y de bielas. Trabajo en el sitio sobre 30 – 40 mil horas como base, dependiendo el tipo de funcionamiento, modelo y clase de unidad.

c) OVERHAUL: Reacondicionamiento mayor donde se desmonta el motor para una inspección completa y detallada de todos los componentes, reemplazando todos los elementos según recomendación de cada fabricante. Comprende el cambio de culatas, cilindros, pistones con anillas y pasador, cojinetes de bancada y de bielas, cambio de cigüeñal, volante dumpers de vibración, engranajes de transmisión, turbo alimentadores válvulas wastegate etc. Trabajo con traslado a talleres en Santa Cruz (sobre una base de 50 – 70 mil horas).

Los equipos a reacondicionar y el costo aproximado del reacondicionamiento son los de la siguiente tabla:

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REACONDICIONAMIENTO MAYOR PROGRAMADO A UNIDADES 2011

Descripción Costo estimado ($us)

MOTOR WAUKESHA H24 GL DE BOMBA DE AMINA P 201-A. De acuerdo a plan de mantenimiento, el trabajo a este equipo corresponde a un TOP 50,000

MOTOR WAUKESHA 7042 GSI, DE COMPRESOR DE GAS residual K-410 C. De acuerdo a plan de mantenimiento, el trabajo a este equipo corresponde a un TOP MAYOR

75,000

TOTAL 125.000

Equipos electrónicos y control.- Para la presente gestión se incluyó la última etapa del proyecto “Implementación ESD 3ra fase” que no se podrá concluir en la gestión 2011 por lo que se transfiere este presupuesto a la gestión 2012.

Implementación ESD 3ra fase.- La tercera fase del proyecto del sistema de ESD consiste en la implementación de los estudios y análisis de los resultados de las dos primeras fases. Por la dificultad de llevar a cabo el trabajo de una sola vez y sin afectar la producción de la planta, esta tercera fase de implementación la subdividiremos por los diferentes sistemas de la planta. Alcance. Adquisición del procesador y el gabinete donde irán montados los módulos, regletas de conexionado de cables, fusibleras, etc. Adquisición de la instrumentación, transmisores y los elementos finales de cada sistema Instalación y configuración de los procesadores independientes.

Adquirir licencias adicionales usuario Delta V.- Las mismas estarán dedicadas a históricos y para el monitoreo de motores.

Objetivo: Se dedicara una estación para el monitoreo de la condición de los equipos dinámicos, para el personal de mantenimiento e históricos de las variables .

Implementación sistemas de trasmisores de vibración.- Los mismos contarán con tecnología piezoeléctrica.

Objetivo: Como una 1ra fase, implementar accesorios de medición de vibración en reemplazo a los tradicionales vibro switch existentes de esa manera poder prevenir de mejor manera posibles falla rotura de elementos internos, Se iniciara con los compresores G, I y J.

Banco de prueba para termocuplas.- Los bancos de prueba a adquirir deberán alcanzar los rangos de regulación operativos.

Objetivo: Implementar un instrumento con el cual se logre ajustar (calibrar) todos los instrumentos de medición de temperatura (termocuplas) a valores elevados como en los hornos y bajos como en criogénica.

Banco de capacitores para generadores.- Los bancos de prueba a adquirir deberán alcanzar los rangos de regulación operativos.

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Objetivo: Las condiciones actuales de generación y de acuerdo a un estudio preliminar de calidad de energía, se recomienda implementar un banco de capacitores que darán una mejor calidad de energía requerida, Se requerirá de un estudio a detalle para dimensionar el tamaño necesario de los capacitores. Se deberá acondicionar un espacio físico dentro del área que quede cerca de la sala de generación.

Migración sistema de control Amina.- Se necesita mejor condición de control y operación.

Objetivo: Mejorar el control de la planta de amina cambiando el PLC por un módulo Delta V que permitirá la utilización y ampliación de variables de control y monitoreo con el actual DCS de tal manera de tener el lazo unificado y estandarizado que gestione reportes y un histórico de eventos.

Filtro ciclónico retenedor de aceite compresores intermedia.- Adquisición de filtro atrapador de aceite en la corriente de gas. con capacidad de 100 millones

Objetivo: Implementar un filtro recipiente para atrapar los aceites de la lubricación forzada de los compresores, evitando la contaminación a los sistemas amina y glicol con el lubricante la cual degradan el buen funcionamiento llegando a depositarse en los elementos internos

Filtro ciclónico retenedor de aceite compresores de gas residual.- El mismo estaría ubicado después de los compresores residuales a la entrada al gasoducto,

Objetivo: Mejorar las instalaciones para atrapar de manera más eficiente el aceite que proviene de la lubricación forzada de los compresores asignados a la entrega gasoducto, adquirir un filtro de acuerdo a las capacidades operativas máximas diseño, 1400 psi, cap 100mmpcd, vol aceite 15 ltsxdia, cañería 6”.

Detectores de gas y llama.- Instalación de detectores de gas y llama con puntos de expansión y habilitar al sistema de PLC de seguridad.

3.8. DUCTOS

No se tiene previsto ningún trabajo de ductos en el campo.

3.9. OTROS

Adquisición de muebles y enseres plantas.- presupuesto destinado a la reposición por deterioro de muebles y enseres utilizados en planta.

4. ACTIVIDADES DE OPERACIÓN (OPEX)

4.1. INTRODUCCIÓN

Las actividades de operación son aquellas destinadas a mantener la operación normal de las plantas, pozos y facilidades.

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4.2. COSTOS OPERATIVOS DIRECTOS

Los costos directos de producción son aquellos costos relacionados directamente con la operación y mantenimiento de campos y plantas, por lo tanto, pueden ser apropiados/cargados directamente a cada campo y planta bajo el contrato de operación. Estos costos se distribuyen por campo y planta puesto que son asignados directamente a las actividades generadas en dichos lugares de trabajo. El presupuesto Operativo para la gestión 2012 correspondiente al campo Carrasco se distribuye de la siguiente manera:

SALARIOS Y BENEFICIOS.- Corresponde al pago de sueldos, primas, aguinaldos, beneficios, aportes patronales y cualquier otra remuneración del personal asignado a los campos y plantas.

SERVICIOS DE TERCEROS.- Incluye el pago por servicios como ser alojamiento y alimentación del personal, servicio de mantenimiento (cuadrilla en campo) y trabajos de ingeniería (mediciones, tratamiento acido, tratamiento con disolventes, limpieza).

SEGUROS.- Incluye la proporción de la prima correspondiente al campo/planta por los seguros contratados por la compañía en cumplimiento a lo estipulado en el Artículo 17 del Contrato de Operación.

ESTUDIO DE PRODUCCIÓN.- Corresponden a estudios de pre-factibilidad de proyectos geológicos, reprocesamiento de líneas sísmicas y consultorías especializadas para las diferentes áreas de explotación bajo el contrato, con el objetivo de buscar nuevas oportunidades para incrementar la producción.

MATERIALES E INSUMOS.- Incluye la compra de lubricantes, productos químicos, repuestos, materiales y equipos varios para el mantenimiento de equipos, instrumentos e instalaciones.

OTROS.- Bajo este ítem se incluyen los costos por transporte de personal y gastos relacionados al mismo (transporte terrestre y aéreo), transporte de materiales y equipos, alquiler del pool de vehículos de Chaco e inversión social (Relacionamiento comunitario).

GASTOS RELACIONAMIENTO COMUNITARIO.- Corresponde a un monto estimado para el campo basado en el histórico. Cabe recalcar que este monto está sujeto a la presentación de proyectos por parte de las comunidades por lo que el mismo puede sufrir pequeñas variaciones por campo, respetando el total aprobado para la compañía. (Anexo 7).

GASTOS DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE.- Considera en los diferentes campos los siguientes trabajos: monitoreo de pozos y líneas luego de la puesta en operación de los mismos; inspecciones del gobierno a los diferentes campos, monitoreo de agua, suelos y emisiones; actualización de licencias ambientales; manejo anual de residuos; manejo de landfarm y costos de restauración en los campos en operación.

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EMPRESA: YPFB CHACO S.A.CONTRATO DE OPERACIÓN: 3675CAMPO (S): CARRASCOPERÍODO: 2012ACTUALIZACIÓN: SEPTIEMBRE 2011

PRESUPUESTO CONTRATO DE OPERACIÓN(Expresado en Dólares Americanos)

Tipo de Cambio: 6,97

EXPLOTACIÓN COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN - (OPEX) 3,1 CAMPO 508.900 3.547.034

Salarios y Beneficios 152.885 1.065.608 Servicios de Terceros 202.077 1.408.474 Seguros 8.930 62.241 Estudio de producción 50.000 348.500 Materiales e Insumos 14.234 99.209 Otros 16.664 116.149 Relacionamiento Comunitario y Cons. Pub. - - Seguridad Salud y Medioambiente 64.111 446.854

3,2 PLANTA (*) 2.902.757 20.232.217 Salarios y Beneficios 819.556 5.712.302 Servicios de Terceros 918.367 6.401.015 Seguros 119.570 833.406 Materiales e Insumos 623.094 4.342.967 Otros 369.305 2.574.052 Relacionamiento Comunitario y Cons. Pub. 20.000 139.400 Seguridad Salud y Medioambiente 32.866 229.076

TOTAL OPEX DIRECTO (4) 3.411.657 23.779.252

Complementaciones en Anexo 10

4.2.1. COSTOS OPERATIVOS DE CAMPO

En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes al campo (mantenimiento y operación de pozo, línea y facilidades que se encuentran fuera de los predios de la planta).

4.2.2. COSTOS OPERATIVOS DE PLANTA

En este rubro se incorporan todos los gastos directos de producción y procesamiento de hidrocarburos correspondientes a la planta/batería.

4.3. COSTOS OPERATIVOS INDIRECTOS

Los costos indirectos de producción son aquellos costos derivados de oficina central y dedicados al soporte de las operaciones petroleras tales como perforación, estudios de reservorios, control de producción, proyectos y todo el control administrativo del negocio (finanzas, contabilidad, legal, recursos humanos, contratos, adquisiciones, etc).

Incluye todos los costos indirectos tales como salarios y beneficios, servicios, gastos de viaje y representación, gastos de ubicación y traslados, alquileres, transporte, telecomunicaciones, materiales, suministros, gastos legales, seguros, servicios de informática, cargos bancarios y otros. Este presupuesto es descontado por un monto estimado de costos a capitalizar por los recursos empleados en los diferentes proyectos de inversión que la empresa pretende realizar en esta gestión, en función a la metodología de distribución de costos que tiene la empresa mediante hojas de tiempo.

17

Para facilitar las futuras auditorias que YPFB realizará a los costos recuperables, en el Anexo 3 se presentan los montos de costos indirectos antes de su asignación a los campos, puesto que una vez realizada esta distribución, se dificultaría el seguimiento de la documentación de respaldo.

5. PRODUCCIÓN

-VOLÚMENES DE GAS E HIDROCARBUROS PRODUCIDOS

MES Agosto-2011CAMPO CARRASCO

RESERVORIO Ichoa

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ACUMULADA

CRC-03:L En Reserva Surgente Natural Productor Primario / Inyector de Gas 0 0 0 58508 2225109 2718TOTAL RESERVORIO 0 0 0 0 58508 2225109 2718

PETROL. BBL

GASMPC

AGUABBL

PETROL. BBL

GASMPC

AGUABBL

TIEMPO HRS

ESTR. N/64

TIEMPO HRS

ESTR. N/64

TIEMPO HRS

TOTAL HRS

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION

ACTUALESTR. N/64

MES Agosto-2011CAMPO CARRASCO

RESERVORIO Roboré 1

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ACUMULADA

CRC-01:L Abandonado por Razones Técnicas Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 1653512 15381224 67527CRC-02:L En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 653035 9999664 306775CRC-04:C Esperando Intervención Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 631676 9233881 179389CRC-04:L Esperando Intervención Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 532579 7947917 124514CRC-06:C En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 413141 6682501 10046CRC-06:L En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 394601 6753384 10049CRC-06:T Cerrado por zona agotada Surgente Natural Productor de Gas 0 0 0 228847 5289614 219239CRC-07:C En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 178094 3317788 5307CRC-07:L En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 171739 3051120 4083CRC-07:T Activo Surgente Natural Productor Primario 34 744 744 570 19042 5964 792060 33458978 692023CRC-08:C En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 504790 5626009 11641CRC-08:L En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 460356 4942492 7106CRC-08:T Activo Surgente Natural Productor Primario / Inyector de Gas 10 744 744 31 615 73 302475 5073424 238381CRC-09:C Cerrado por invas ión de agua No Posee Inyector de Gas 0 0 0 366478 7993588 6291CRC-09:L Esperando Intervención Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 394719 7621995 12221CRC-09:T Ahogado Surgente Natural Productor Primario / Inyector de Gas 0 0 0 115466 5648049 260432CRC-11:T Activo Surgente Natural Productor Primario 40 744 744 1024 21285 8085 399893 18143367 1218139

TOTAL RESERVORIO 2232 1625 40942 14122 8193461 156164995 3373163

GASMPC

AGUABBL

PETROL. BBL

GASMPC

AGUABBL

TIEMPO HRS

ESTR. N/64

TIEMPO HRS

ESTR. N/64

TIEMPO HRS

TOTAL HRS

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION

ACTUALESTR. N/64

PETROL. BBL

MES Agosto-2011CAMPO CARRASCO

RESERVORIO Yantata

HORAS EN PRODUCCION POR ESTRANGULADOR PRODUCCION MENSUAL PRODUCCION ACUMULADA

CRC-03:C En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 21375 49246 9241CRC-03:ST En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 0 0 18889CRC-04:T En Reserva Surgente Natural Productor Primario 0 0 0 309536 929772 10918

TOTAL RESERVORIO 0 0 0 0 330911 979018 39048TOTAL CAMPO 2232 1625 40942 14122 8756186 162011055 3437600

TIEMPO HRS

GASMPC

AGUABBL

PETROL. BBL

GASMPC

AGUABBL

ESTR. N/64

TIEMPO HRS

ESTR. N/64

TIEMPO HRS

TOTAL HRS

PETROL. BBL

POZO Y/O LINEA

ESTADO ACTUAL

SISTEMA EXTRAC. ACTUAL

TIPO DE PRODUCCION

ACTUALESTR. N/64

5.1. PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN POR POZO Y CAMPO (PRODUCCIÓN NETA Y FISCALIZADA)

Anexo 1.

5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO

Anexo 2.

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6. PLAN DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA

No aplica.

7. ANEXOS

- Planilla de presupuesto Capex y Opex (Anexo 3).

- Programa anual de capacitación y actualización (Anexo 4).

- Plan de abandono (Anexo 5).

- Gestión de Seguridad, Salud y Medio Ambiente (Anexo 6).

- Actividades de Relacionamiento Comunitario (Anexo 7).

- Normas, Prácticas y Procedimientos (Anexo 8).

- Cronograma de Perforación e Intervención de pozos (Anexo 9).

- Distribución de costos OPEX (Anexo 10).